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Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales tales como fallas, domos salinos,movimientos tectnicos.

Las formaciones con presiones subnormales por lo general tienen gradientes de presin inferiores al delagua dulce. Pueden desarrollarse presiones inferiores a lo normal por la desaparicin total de lasobrecarga, quedando la formacin expuesta a la superficie. La reduccin de los fluidos porales originales

a travs de las evaporaciones, capilaridad y dilucin producen gradientes inferiores a 0.433. PRESION DE FRACTURA.-

Es la cantidad de presin que se necesita para deformar de modo permanente (fallar o separar) laestructura rocosa de la formacin. Superar la presin de formacin o entrar un bajo caudal a la formacin,no es suficiente para provocar una fractura, si el fluido poral tiene libertad de movimiento. En cambio, si elfluido poral no puede desplazarse o acomodarse, si puede ocurrir una fractura o deformacin permanentede la formacin. Las presiones de fractura se pueden expresar como un gradiente (psi/pie) o unequivalente de presin en ppg. Los gradientes de presin por lo general aumentan con la profundidad,principalmente debido a la presin de sobrecarga.

PRUEBAS DE INTEGRIDAD DE FORMACIN.-La resistencia e integridad de una formacin se puede determinar a travs de una Prueba de AdmisinLOT o de una prueba de Presin de Integridad FIT se trata de un mtodo que se utiliza para estimar lapresin y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona debajo de la caera.

LEAK OFF TEST.-El estrangulador se abre y se comienza a operar la bomba regulando en vaco sin presin elestrangulador se cierra . en cada incremento controlado de volumen se registra la presin. La prueba seconsidera completa cuando se alcanza una presin con la cual el pozo comienza a admitir.

FORMATION INTEGRITY TEST.-Una prueba de integridad se realiza cuando es inaceptable producir una fractura o dao a la formacin. Elpozo se presuriza hasta un nivel de presin determinado, si esa presin se mantiene la prueba escorrecta.

PERDIDAS DE PRESION.-Friccin sencillamente es la resistencia al movimiento para superar la friccin y mover el fluido esnecesario aplicar una presin, la cantidad de friccin presente y la que se debe superar depende demuchos factores como la densidad, reologa rugosidad de las dos superficies en contacto, rea, etc.Cuando se circula en el pozo se aumenta la presin de fondo de acuerdo a la friccin que se estasuperando en el anular. Cuando se paran las bombas se reduce la presin en el fondo porque no se estasuperando ninguna friccin.

PRESION DE COMPRESION Y PISTONEO.-La presin total que acta en un pozo se ve afectada cada vez que se saca o baja herramienta al pozo.En la sacada se crea un pistoneo que genera la reduccin de la presin en el pozo. Este ocurre por que elfluido no puede bajar con la misma velocidad con que las barras de sondeo estn subiendo, esto creauna fuerza de succin y reduce la presin por debajo de la columna. Cuando se bajan las barrasdemasiado rpido, el fluido no tiene tiempo para despejar el camino e intenta comprimirse. Las presiones

del fondo pueden llegar a alcanzar a veces el punto de perdida o fractura. El pistoneo y compresin estnrelacionadas con las siguientes variables que afectan: velocidad de movimiento de las barras, espacioentre barras y pozo, propiedades del fluido, complicaciones que restringen el espacio entre barras ysondeo.

PRESION DE FONDO POZO.-Las paredes del pozo estn sujetas a presin. La presin hidrosttica de la columna de fluido constituyela mayor parte de la presin. La contrapresin o presiones ejercidas en el choke, aumentan en el fondodel pozo por lo tanto la presin de fondo se puede estimar sumando todos las presiones que inciden.


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SSUURRGGEENNCCIIAASS QUE ES UNA SURGENCIA.-

Es una entrada no deseada de fluidos de la formacin dentro del pozo. Si se la reconoce y se controla atiempo, una surgencia puede ser manejada y eliminada del pozo en forma segura. Si se la deja proseguirsu curso, puede tornarse incontrolable, que es lo que se conoce con el nombre de REVENTN.

COMO SE PREDICEN LAS PRESIONES DE FORMACIN.-La mejor manera de evitar una surgencia es que el fluido del pozo sea lo suficientemente pesado paracontrolar las presiones de formacin y liviano para evitar que se pierda circulacin o que se disminuya lavelocidad de perforacin. Existen procedimientos para predecir las presiones de formacin que son tilespara evitar surgencias, las siguientes son fuentes para predecir las presiones de formacin:1.- Indicacin geolgica ssmica e histrica.2.- Indicadores obtenidos durante la perforacin.3.- Perfiles de pozo obtenidos mediante cable.

INDICADORES DE PRESION DURANTE LA PERFORACIN.-A continuacin se detallan las seales mas habituales que indican una zona de presin anormal:

1.-VARIACIN EN LA VELOCIDAD DE PENETRACIN:Es uno de los mtodos mas ampliamente aceptados para determinar cambios en la presin poral. Unaabrupto cambio en la velocidad de avance indican que estamos perforando una nueva formacin quepodra ser permeable. Sin embargo existen otros factores que afectan la velocidad de penetracin:Cambios en la formacin, factores hidrulicos, peso sobre el trepano, tipo de trepano, estado del trepano,velocidad de rotacin, propiedades del fluido, peso del lodo, el perforador.

2.-DERRUMBES.-A medida que la presin de formacin supera la presin de la columna de lodo, esta pierde eficacia parasostener las paredes del pozo y eventualmente al material peltico a desmoronarse de las paredes delpozo, este derrumbe tambin depende del grado de buzamiento de la formacin, consolidacin etc.

3.-AUMENTO EN EL CONTENIDO DE GAS.-Aumento del contenido de gas en el fluido de perforacin constituye una buena seal para detectar zonasde presin anormal, sin embargo los recortes con gas no siempre son consecuencia de una condicin nobalanceada.

GAS DE FONDO.-Cuando se perfora una formacin que contiene gas, se circulan en el pozo recortes que contienengas. La presin hidrosttica de estas partculas se reduce a medida que circulan hacia arriba, el gasde recortes se expande y se libera en el lodo.

GAS DE CONEXIN O DE MANIOBRA.-Cuando se perfora con un peso mnimo de lodo, el efecto de pistoneo producido por el movimientoascendente de la tubera durante una conexin o una maniobra pueden pistonear gases y fluidos alinterior del pozo. Cuando aumentan estos gases, es posible que los gases de formacin tambineste aumentando o que la diferencial de presin cambie.

4.-VARIACION EN EL TAMAO DE LOS RECORTES.-Los recortes son fragmentos de roca desprendidos de la formacin por la accin del trepano, el tamao uforma de los recortes depende en gran medida del tipo de formacin del tipo de trepano, peso sobre eltrepano, desgaste del trepano y de la diferencial de presin.

5.-AUMENTO DEL TORQUE Y DEL ARRASTRE.-Durante una perforacin normal, el torque rotativo aumenta gradualmente a medida que aumenta laprofundidad debido al contacto entre las paredes del pozo y la herramienta. El aumento en la presin deformacin provoca una mayor cantidades de recortes.


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6.-VARIACIONES EN EL EXPONENTE dc NORMAL.-Este mtodo se ha convertido en una herramienta muy til para detectar y predecir presiones anormales,la preparacin del exponente d es simple y no requiere especial. La informacin que debe estar disponiblees: el ROP, RPM de la rotacin, peso aplicado sobre el trepano, dimetro del pozo y tipo de trepanoutilizado, calculo del factor de graficacin del mismo. Los cambios en la inclinacin de la lnea sealan laszonas presurizadas.

Si se la emplea en forma apropiada nos permitir predecir el comportamiento de la presin de formacin yevitar las surgencias.

7.-DISMINUCION DE LA DENSIDAD DE LUTITA.-En condiciones normales de presin, las Lutitas sufren una consolidacin normal y su densidad aumentauniformemente a medida que aumenta la profundidad. Este aumento uniforme permite predecir ladensidad de la arcilla. Cualquier reduccin en la tendencia puede ser interpretada como una zona de altapresin.

8.-AUMENTO EN LA TEMPERATURA DE LA LNEA DE FLUJO.-El sello existente en la parte superior de la zona de transicin limita el movimiento de agua y comoresultado, se registran temperaturas por encima de lo normal tanto en la zona de transicin como en la

formacin con alta presin que esta debajo.

9.-AUMENTO EN EL CONTENIDO DE CLORURO.-Los aumentos en el contenido de cloruros o de sal en los fluidos de perforacin son indicadores validos depresin. Pero estas variaciones son difciles de establecer a menos que se realicen controles minuciososde las muestras de lodo.

INTRUMENTOS DE PERFILAJE PARA MEDIR PRESION.-Los perfiles de Induccin normales miden la Resistividad elctrica de la formacin. Dado que por logeneral las formaciones pelticas de alta presin contienen mas agua su resistividad, es menor que las delas formaciones de presin normal que son mas secas. Para calcular La presin de formacin se puedenmedir las variaciones de resistividad.

CAUSAS DE UNA SURGENCIA.-Siempre que la presin de formacin exceda la presin que ejerce la columna de fluido del pozo puedeocurrir que el fluido entre en el pozo. Esto puede tener su origen en uno o una combinacin de lossiguiente factores: Densidad insuficiente de lodo; Llenado deficiente del pozo; Pistoneo compresin,Perdida de circulacin; Obstrucciones en el pozo; Aumento en la presin de formacin; Problemas con elequipamiento.

1 DENSIDAD INSUFICIENTE DE LODO.-Una causa habitual de surgencias es la densidad del fluido que no tiene el peso suficiente para controlarla formacin. El fluido del pozo debe ejercer suficiente presin hidrosttica para al menos igualar lapresin de formacin. Puede haber muchas causas para una densidad incorrecta de fluido y esta son:Penetracin de agua de lluvia al sistema de circulacin, Corte del peso de fluido por agregar aguaintencionalmente en el sistema. Cada vez que se mezcle, se agregue o se transfiera fluido a las piletas se

debe notificar al responsable del pozo.

2 LLENADO DEFICIENTE DEL POZO.-Siempre que cae el nivel del fluido en el pozo, tambin cae la presin hidrosttica ejercida por el fluido.Cuando la presin hidrosttica cae por debajo de la presin hidrosttica el pozo fluye. Las normas APIindican que se debe llenar el pozo antes de que la presin hidrosttica descienda 75psi. Para calcular lacantidad de tubera Seca que se pueda sacar antes de que la presin hidrosttica descienda mas de75psi.

entoDesplazami

entoDesplazamiCSGCapx

xMaxLong

052.0.


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Para calcular la cantidad de tubera llena se puede que se puede sacar antes de una reduccin de 75psi:

3 EFECTO PISTONEO Y COMPRESION.-Cada vez que se mueva el sondeo a travs del fluido aparecen fuerzas de pistoneo (swab) o decompresin (surge). Estos estn relacionados con las siguientes variables que los afectan: Velocidad demovimiento de la herramienta; Espacio entre la herramienta y las paredes del pozo; propiedades delfluido; complicaciones que restringen el espacio entre herramienta y pozo.

4 PERDIDA DE CIRCULACIN.-Si el nivel de fluido en el pozo baja, tambin disminuye la presin que estaba ejerciendo. Si la presinhidrosttica del fluido pierde nivel por debajo de la presin de formacin, el pozo puede comenzar a fluir.En general, las causas de una perdida de circulacin puede ser: Fluidos de lodo versus fluidos determinacin; Presin de circulacin; presin de compresin.

5 OBSTRUCCIONES EN EL POZO.-

Cuando hay obturacin del pozo se debe recordar que puede haber presin atrapada bajo la misma.Cuando se esta perforando o frezando una obstruccin ( un packer, un tapn de cemento, una caeracolapsada .

6 AUMENTO EN LA PRESION DE FORMACIN.-Durante las actividades de perforacin, de profundizacin y de desvo es posible encontrar presionesanormales. Las presiones y temperaturas a cualquier profundidad pueden predecirse con un margenrazonable de seguridad.

La presin en una formacin es aproximadamente igual a la ejercida por una columna de agua que seextiende desde la superficie a la profundidad de la formacin o entre 43 y 46 psi/100pies. Sin embargo noson raras las presiones anormales. Hay muchas condiciones geolgicas que pueden modificar laspresiones de formacin y son: Fallas; estructuras anticlinales; Domos salinos; Macizos de arcilla, Zonas

recargadas y Zonas agotadas.

7 PROBLEMAS CON EL EQUIPAMIENTO.-El equipamiento suele estar diseado para condiciones de trabajo duras. Esta siempre sujeto a desgasterotura. Hasta la herramienta mejor diseada se desgasta eventualmente, o sufre fatiga aun con losmayores cuidados. El agua salada el H2S, la exposicin a fluidos de formacin corrosivos, el traslado deequipo, etc. Todos estos elementos contribuyen al deterioro. Realizar pruebas del equipo en cada pozo,cada dos semanas o de acuerdo a las polticas de la empresa operadora.

EEQQUUIIPPOO DDEE SSUUPPEERRFFIICCIIEE

PREVENTOR DE REVENTONES.- Se trata de una parte del equipo que consiste en un juego de Vlvulashidrulicas muy grandes con orificios de tamao considerable, niveles de alta presin y adems accionancon rapidez.

PREVENTOR ANULAR.- Son a veces denominadas tipo Bolsa , tipo esfricas o simplemente Hydrill. Se utiliza para cerrar sobre cualquier dimetro de tubera que este en el pozo. Se utiliza como lubricador para bajar o sacar herramienta bajo presin. El Preventor anular consiste en un empaquetador circular de caucho, un pistn un cuerpo y una tapa. La presin mxima de cierre para estos preventores es de 1500psi. Una presin de cierre mnima

mantendr el empaquetador en buenas condiciones. En general para mover la tubera bajo presin, la presin de cierre debe ser regulada en

aproximadamente 800 a 900psi.

DPCapDesplaz

DPCapDesplazCSGCapx

xMaxLong

.

..

052.0.


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El elemento empaquetador esta fabricado de un Caucho de alta resistencia o de un material tipocaucho que por lo general moldea alrededor de una serie de lengetas.

Aunque el anular puede cerrar sobre una multitud de tuberas y formas solo debe probarse utilizandoel cuerpo de la sarta de trabajo. Hay ocasiones en que un sello particular resulta necesario tal es elcaso cuando se cierra alrededor de un cable de perfilaje o vstago.

La mayora de los fabricantes de equipos de BOP poseen una gran variedad de preventores anulares

de propsito especial. En general. la funcin especifica de cada uno se reconoce por sudenominacin.

PREVENTOR DE ESCLUSAS O RAMS.- La esclusa de tubera o rams es el constituyente bsica delPreventor. La confiabilidad de esta se debe en parte a su simplicidad y en parte al esfuerzo en su diseo. ElPreventor de esclusa es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamao de la tubera,

Orificio indicador

de posicin del

pistn

Placa deDesgaste

Insertos de aceroUnidad de sello

Tapa o cabezote

Cmara de apertur

Cmara de cierre

Pistn

Sellos

CAUCHO NITRILO NEOPRENO


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se encuentra una empaquetadura de caucho autoalineable, adems existe otro empaquetador de cauchosimilar en la parte superior de la esclusa que sella la parte superior del alojamiento de la esclusa en elcuerpo del Preventor.

Las esclusas viene en diferentes medidas y presiones nominales. Estas pueden consistir desde juegosmanuales simples de un solo juego de esclusas a cuerpos de mltiples esclusas. Las esclusas pueden tenerun vstago pulido que se cierra al hacer girar las manijas que se encuentran a cada lado y permiten atornillarlos rams hacia adentro y alrededor de la tubera. Pueden encontrarse conjuntos complejos de mltiples ramsalojados en un nico cuerpo y se operan por control remoto de presin hidrulica.

La mayor parte de las esclusas estn diseadas de manera tal de permitir sellar la presin que proviene solodel lado inferior. Esto significa que, al colocarla en posicin invertida la esclusa no va a mantener presin.

Adems, no se podr probar la presin desde el lodo superior. Por consiguiente, debe tener sumo cuidadoen armarse el conjunto.

RAMS DE TUBERA.- La mayora de los rams cuentan con guas para centrar la tubera. El recorte delcuerpo de la esclusa se adapta casi perfectamente a la circunferencia de la tubera. Debe tenerse muchocuidado al cerrar la esclusa que se encuentra cerca de la cupla del sondeo.

RAMS CIEGOS O DE CIERRE TOTAL.- Las esclusas ciegas cuentan con elementos empaquetadores de

buen tamao y estn diseadas para cerrar sobre el pozo abierto.

ESCLUSAS DE CORTE.- Son otro tipo de rams ciegos que tiene hojas filosas especiales para cortartubulares (tubera, sondeo, portamechas). Deben utilizarse presiones mayores que las reguladas normalesy/o potenciadores hidrulicas. En el momento de probar su funcionamiento no deben cerrarse bruscamentesino a travs de una presin reducida de mas o menos 200psi. Cuando se prueban estas el material de laempaquetadura se extruye, no se recomienda ensayos de presin de las esclusas de corte mas de lonecesario.

ESCLUSA DE DIMETRO VARIABLE.- Los rams de dimetro variable sellan sobre distintos dimetros detubera o vstagos hexagonales, sirven tambin como esclusa primaria para un dimetro de tubera y dereserva o alternativo para otro dimetro distinto.En aquellos pozos con columnas de dimetro combinados y en los que el espacio resulta muy importante,

utilizar rams de dimetro variable.


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UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION.- Al producirse una Surgencia es esencial cerrar el pozo lomas rpido posible para evitar una surgencia mayor. En general los sistemas manuales son mas lentos que

las unidades hidrulicas.


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UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION.- Al producirse una Surgencia es esencial cerrar el pozo lomas rpido posible para evitar una surgencia mayor. En general los sistemas manuales son mas lentos quelas unidades hidrulicas.

Hoy en da, el equipo estndar utiliza un fluido de control que puede consistir en un aceite hidrulico o unamezcla especial de productos qumicos y agua que almacena en botellones o cilindros del acumulador a3000psi. Una cantidad suficiente de fluido se almacena bajo presin para que todos los componentes delconjunto de BOP puedan funcionar con presin y adems mantener siempre una reserva de seguridad. Amedida que la presin en los botellones del acumulador disminuye, las bombas de aire o elctricasinstaladas para recargar la unidad arrancan en forma automtica.

REQUISITOS DE VOLUMEN.- El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer elvolumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mnimos de los sistemas de cierre. La mayorade los operadores y contratistas prefieren usar un factor de tres veces del volumen necesario para cerrar ymantener cerradas todas las vlvulas de los preventores. La idea principal es mantener una reservaenergtica suficiente que la restante de la precarga de Nitrgeno.

Ejemplo de requerimientos estimativos del volumen del acumulador :

BOP anular Hyd GK 13.5/8-3000 para cerrar = 17.98gal.Tres rams Cameron Tipo U 13.5/8-3M para cerrar= 17.40gal.Total = 35.38gal.Factor de cierre de 1.5 = 53.07gal.

Y mediante la Siguiente Ec. Se calcula el volumen acumulado total

V3 = VR[(P3P2)-(P3P1)]=53.07[(10001200)-(10002000)]V3 = 159.22gal = 160gal

VR = Volumen utilizable.V3 = Volumen total.P1 = Presin Mxima.P2 = Presin mnima de Operacin.P3 = Precarga de Nitrgeno.


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MANIFOLD DE CONTROL.- Sirve para facilitar la circulacin desde el conjunto del BOP bajo una presincontrolada. Las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiarestranguladores o reparar vlvulas. Estas recomendaciones establecen la presencia de : Un equipamiento de mltiples entradas y salidas sujeto a la presin del pozo y/o bombeo (por lo

general lneas arriba de los chokes) debe contar con una presin de trabajo por lo menos igual a lapresin nominal de los BOPs que se estn utilizando. Debe ser probado con la misma presin que seprob el stack de BOP.

Los componentes deben seguir las especificaciones API para soportar presin, temperatura abrasin y

corrosin de los fluidos de formacin y lodos. Para presiones mayores de 3000psi se debe utilizar conexiones a bridas o grampas para los

componentes sujetos a presin. El estrangulador mltiple debe colocarse en lugar accesible, Preferentemente fuera de la

Subestructura del equipo. Deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y hacia el quemador corriente debajo de la

lnea del estrangulador para aislar partes erosionadas o tapadas. La lnea de purga o lnea de venteo debe obviar el paso por las vlvulas estranguladoras debe tener

al menos el mismo dimetro de la lnea del choke. Deben suministrar derivaciones alternativas para el flujo y hacia el quemador corriente debajo de la

lnea del estrangulador para aislar partes erosionadas o tapadas. La lnea de purga o lnea de venteo debe obviar el paso por las vlvulas estranguladoras debe tener

al menos el mismo dimetro de la lnea del choke. La lnea del choke que conecta el conjunto BOP al estrangulador las lneas corriente abajo del choke

deben: Ser lo mas rectas posibles. Estar perfectamente ancladas para impedir movimientos bruscos. Tener un orificio del tamao necesario para evitar erosin excesiva o friccin del fluido. El tamao mnimo para las lneas del estrangulador es de 3in de dimetro nominal. En caso de

operaciones de volmenes elevados y de perforacin con aire o gas se recomienda dimetronominal de 4in o superiores.

El manifold de control debe tener un colector instalado corriente abajo del choke con el fin de derivarjuntas o lneas de salida.


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Deben instalarse manmetros adecuados para soportar el problema de fluidos abrasivos y lograr quelas presiones de tubera de perforacin sean monitoreadas con precisin y leerse con facilidad en ellugar donde se llevan a cabo las operaciones de control del pozo.

Todas las vlvulas del manifold que puedan verse afectadas por la erosin proveniente del control depozo deben ser de paso pleno. Se recomiendo poner dos vlvulas de paso pleno entre el conjunto deBOP y el choke.

ESTRANGULADORES.- Es un elemento que controla el caudal de circulacin de los fluidos alrestringir el paso del fluido con un orificio se genera una contrapresin o friccin extra en el sistema, loque provee un mtodo de control del caudal de flujo y de la presin del pozo.

Los chokes utilizados en el control de pozos tienen un diseo diferente de los chokes de produccin degas y petrleo. Por lo general del choke de produccin no resulta adecuado. Para controles de pozo seutilizan chokes ajustables manuales o a control remoto.

ESTRANGULADOR FIJO.- Llamados tambin estranguladores positivos normalmente tienen unalojamiento portaorificio en su interior para permitir la instalacin o cambio de orificios calibrados.

ESTRANGULADOR MANUAL AJUSTABLE.- Posee un vstago o aguja y asiento cnico a medida quela aguja se acerca al asiento disminuye el espacio anular y restringe de paso de fluido. Sirve comoestrangulador de soporte y a menudo como choke principal . Se debe verificar su trabajo y lubricarcorrectamente.

ESTRANGULADOR AJUSTABLE A CONTROL REMOTO.- Son los preferidos en las operaciones deperforacin y en trabajos de control. Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas, ycontrolar la posicin relativa de apertura del choke desde la consola.Estos por lo general presentan modelos de 5000 a 15000psi adecuados para servicio con H2S.Utilizan un vstago que se mueve hacia dentro y hacia fuera de un asiento cnico. La abertura plenacuando el vstago esta totalmente fuera de la compuerta es normalmente 2in.

VLVULAS SUPERIOR DEL VSTAGO.- La vlvula superior del vstago es una pare comn yreconocida de la parte superior del vstago , el objetivo principal de esta vlvula es proteger la cabezade inyeccin y el manguerote . Generalmente debe ser probada cuando se procede a la prueba de lospreventores.

VLVULA INFERIOR DEL VSTAGO.- Esta vlvula es de apertura plena que se utiliza como reservade la superior. Permite la remocin del vstago cuando la presin en tubera es grande haciendopeligrar las conexiones superiores al vstago.

VLVULA TIW.- Adems de las vlvulas del vstago o Top drive es necesario mantener en el equipo otra

vlvula de seguridad de pasaje pleno. Si ocurriera una surgencia durante la bajada, esta vlvula deberinstalarse de inmediato. Eso significa que deber tener a mano en un lugar de fcil acceso para el turno. Lavlvula de seguridad o gua (Stabbing) comnmente denominada vlvula TIW es una vlvula de aperturaplena tipo esfrica o tapn. Debe ser lo suficientemente liviana como para ser manipulada por el turno o ensu defecto indicar los procedimientos para levantarla con un guinche automtico. La vlvula podr acoplarsea un dispositivo removible de dos o tres brazos y con un buen balanceo para facilitar su manipuleo.

INSIDE BOP.- El BOP interior algunas veces denominado Vlvula Gray de contrapresin o vlvula deretencin es una vlvula unidireccional a resorte que puede ajustarse en posicin abierta mediante unvstago roscado.

Se utiliza para Stripping en pozos con presin. Por su diseo las herramientas de cable no pueden corrersea travs el BOP interno.

VLVULAS DE CONTRAPRESION BPV.- Varios tipos de dispositivos pueden clasificarse como vlvulas decontrapresin o BPV. Los flotadores, BOPs internos, vlvulas de contrapresin y vlvulas de retencin. Sontodos instrumentos que operan de manera similar para evitar el flujo y la presin suban por dentro de lacolumna. Esta vlvulas son necesarias en muchas actividades como bajada y sacada de sondeo bajopresin. La vlvula de flotacin esta ubicada justo encima del trepano, sirve para proteger la sarta del fluidode retorno o de reventones internos. Los tipos mas comunes de flotadores son a pistn, a resorte y charnela.

Algunos flotadores a charnela tienes pequeos orificios que atraviesan la flotadora con el fin de determinar lapresin por debajo.

TRIP TANK.- El Trip tank es un tanque pequeo (90bbl) que permite la medicin correcta del fluido dentrodel pozo. Es el modo mas adecuado para medir el volumen de fluido necesario para llenar el pozo en una


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sacada o el volumen de fluido desplazado en la bajada de herramienta. A medida que se saca cada tiro detubera del pozo el volumen de fluido en el pozo disminuye por efecto del desplazamiento del acero.


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